近期，电池级碳酸锂均价达到51.15万元/吨的高位。在此背景下，作为下游主要应用领域，储能市场的成本传导情况受到关注。根据券商统计，9月以来储能系统成本为1.32元/Wh，环比上升0.58%；储能系统采购中标均价为1.62元/Wh，环比上涨1.57%。

业内人士表示，当前原材料成本传导情况较好，预计储能厂商盈利空间将得到提升。同时，储能的商用方向逐步明晰。

成本传导良好

(相关资料图)

根据统计，8月共涉及13个储能系统采购项目、6个EPC总承包项目以及3个PC承包项目。储能系统采购报价区间为1.35元/Wh至1.92元/Wh，EPC总承包报价区间为1.56元/Wh至2.57元/Wh，储能PC承包为1.49元/Wh至1.55元/Wh。

9月17日-9月23日，储能系统EPC的投标报价区间为1.218元/Wh至3.543元/Wh，均价为1.717元/Wh。储能系统采购的投标报价区间为1.67元/Wh至1.952元/Wh，均价为1.777元/Wh。

值得注意的是，自8月初以来，碳酸锂价格持续上涨，累计涨幅为6.94%。尽管碳酸锂价格不断走高，储能的成本传导却未受到影响。根据国联证券构建的成本模型测算，储能系统成本目前上升至1.32元/Wh，9月以来均值环比8月上升0.58%。9月以来储能系统采购中标均价为1.62元/Wh，环比上涨1.57%。国联证券认为，当前原材料成本传导情况较好，预计储能厂商盈利空间将得到提升。

收益来源丰富

成本传导顺畅的同时，储能的商业前景向好。近年来，共享储能模式逐渐推广，规模化建设有助于降低成本，同时有利于集中参与电网调度，可以提升储能的利用率和收益率。

从政策方面看，《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》明确了新型储能可作为独立储能参与电力市场，可以不再依托发电侧资源建设，使得社会资本更加容易参与。同时，丰富了收益来源，包括容量补偿、租赁收入、电力辅助服务等。

根据中国能建广东省电力设计研究院的测算，350MW/700MWh的独立共享储能电站，通过参与现货市场交易、一次调频、深度调峰和获取容量补偿收益，项目IRR（项目投资实际可望达到的收益率）为6.01%-9.38%。

根据民生证券研报，当前储能参与深度调峰的补偿模式已在全国普遍推广，一次调频收益模式主要在山西和南方电网区域推广，参与现货市场交易模式已在山东省落地。随着多种收益模式在全国范围的推广，独立储能经济效益已经初步显现。